Krach i jego konsekwencje. Rynek ropy w dobie pandemii

Światowy kryzys gospodarczy wywołany pandemią COVID-19 szczególnie mocno uderzył w sektor naftowy. Zamrożenie gospodarek większości państw świata i zamknięcie obywateli w domach doprowadziło do załamania się rynku transportowego, odpowiadającego za ponad 60% globalnej konsumpcji ropy, a w konsekwencji – do skokowego spadku popytu na surowiec. Brak adekwatnej reakcji jego producentów (w ramach OPEC+) w pierwszych miesiącach pandemii – a wręcz zwiększanie wydobycia – oraz wojna cenowa pomiędzy Arabię Saudyjską i Rosją doprowadziły do nadpodaży, a w konsekwencji drastycznych spadków cen. Mimo że w kwietniu producenci porozumieli się co do redukcji wydobycia od 1 maja o ok. 10%, to może ona skutkować jedynie nieznaczną poprawą sytuacji (popyt w maju ma być mniejszy o 21% w porównaniu z analogicznym okresem 2019 r.). Problem stanowi także niemal całkowite zapełnienie większości magazynów. Choć trudności dotykają wszystkich producentów ropy, to w dłuższym okresie w lepszej sytuacji będą ci najbardziej elastyczni, mający niskie koszty produkcji i rezerwy finansowe. Kryzys silniej odczują gospodarki mocno uzależnione od eksportu tego surowca – m.in. Rosja i Arabia Saudyjska. Spadek wpływów ze sprzedaży uderza w ich finanse publiczne oraz w stabilność waluty. W konsekwencji krach na rynku ropy potęguje szok ekonomiczny wywołany COVID-19 i pogrąża w głębokim kryzysie całe gospodarki. W lepszej sytuacji są USA, największy producent i konsument ropy na świecie, których atutem jest konkurencyjny i elastyczny rynek naftowy, mający do tego mniejszy udział w PKB. Równocześnie niska cena surowca wspomaga działalność poturbowanych przez koronawirusa importerów surowca, m.in. Chin czy UE, stwarza możliwości korzystania z konkurencji i zwiększania dywersyfikacji dostaw. Zyskują zwłaszcza transport i przemysł tworzyw sztucznych, choć ze względu na lockdown i spadek popytu odbiorcy nie są w stanie w pełni wykorzystać niskich cen. Tania ropa w czasach kryzysu stanowi natomiast zagrożenie dla globalnej transformacji energetycznej, może bowiem zniechęcać do inwestowania w zielone technologie, a co za tym idzie – prowadzić do spowolnienia wdrażania polityki klimatycznej na świecie, w tym w UE.

Pandemia wyhamowuje popyt na ropę naftową

Rozprzestrzeniająca się od początku roku pandemia COVID-19 i wdrażane w kolejnych krajach restrykcje spowodowały nagłe zmniejszenie mobilności ludności i aktywności gospodarczej. W połowie kwietnia 187 państw na całym świecie wprowadziło zdecydowane działania mające zapobiegać rozprzestrzenianiu się SARS-CoV-2, a 98 z nich wdrożyło lockdown. Według szacunków International Energy Agency (IEA) w kwietniu ponad 4 miliardy ludzi (połowa populacji świata) pozostawało zamkniętych w domach^[1]. Wiązało się to z drastycznym spadkiem popytu na ropę naftową po latach jego systematycznego wzrostu. O ile w styczniu światowe dzienne zapotrzebowanie było jeszcze zbliżone do średniego poziomu z 2019 r., czyli ok. 100 mln baryłek dziennie (dalej b/d)^[2], o tyle w kwietniu średni popyt r/r był niższy o ponad 25% i wynosił 75 mln b/d (szerzej zob. Aneks). Największy spadek w I kwartale br. odnotowały Chiny (o 1,5 mln b/d, tj. ok. 10% konsumpcji przed kryzysem), w II kwartale ich miejsce prawdopodobnie zajmą USA (4,8 mln b/d, tj. prawie 25% zużycia).

Największy wpływ na zmniejszenie zapotrzebowania na ropę naftową miało wyhamowanie transportu. Większość linii lotniczych na przełomie marca i kwietnia wstrzymała (jak Emirates) lub znacząco ograniczyła (np. Lufthansa – o 90%) działalność. W konsekwencji załamał się globalny popyt na paliwo lotnicze – z szacunków IEA wynika, że w kwietniu zmniejszył się on aż o ponad 60%. Wprowadzone w wielu krajach obostrzenia w zakresie przemieszczania się ludzi spowodowały również znaczny spadek zapotrzebowania na benzynę, głównie do samochodów osobowych. Pod koniec marca w związku z rozprzestrzenianiem się pandemii ruch aut w dużych miastach zmniejszył się o 50–60%, a w ślad za tym spadł popyt na benzynę – w kwietniu zmalał o ok. 40% r/r. Mniejsze redukcje (w kwietniu o ok. 20%) odnotowano na rynku diesla i olejów napędowych, wykorzystywanych głównie na potrzeby drogowych i morskich przewozów towarowych. O ok. 15% obniżył się zaś popyt na pozostałe produkty naftowe (m.in. LPG, naftę, oleje opałowe, asfalt).

Spadek konsumpcji ropy był ciosem dla sektora przetwórstwa tego surowca. Większość rafinerii zmuszona była ograniczyć, a nawet wstrzymać produkcję. Duża część zakładów tego typu wyłączała część instalacji, a miesiące obniżki popytu wykorzystano m.in. na przeprowadzenie planowych remontów. Często jednak czas trwania napraw był wydłużany (jak w przypadku należącej do spółki Total rafinerii Grandpuits w Paryżu) lub przyspieszano termin ich wykonania (postąpiły tak na przykład władze największej europejskiej rafinerii Pernis w Holandii, będącej własnością Royal Dutch Shell). Włoskie zakłady przetwórstwa ropy należące do Eni w marcu pracowały jedynie na 60% swoich możliwości. Produkcję ograniczyły także rafinerie w Azji i Ameryce. Łączna globalna ilość przetwarzanego surowca zmniejszyła się w kwietniu o 18%, do niespełna 67 mln b/d.

Sytuacja na rynku jest nadal niepewna, a prognozy dotyczące popytu szybko się dezaktualizują. Większość obecnych szacunków zakłada, że w drugiej połowie roku pandemia wyhamuje, a popyt wzrośnie. Ponadto IEA – na podstawie tego, że część gospodarek zaczęła wychodzić z lockdownu na przełomie kwietnia i maja – wnioskuje, że największe spadki zapotrzebowania na ropę miały miejsce w kwietniu. Dobre wiadomości płyną zwłaszcza z Chin, które w połowie maja niemal powróciły do poziomu konsumpcji sprzed pandemii. Również w Europie i USA w drugiej połowie maja zauważa się odżywanie transportu drogowego. Nadal jednak w całym II kwartale globalny popyt na ropę ma być o 20% mniejszy niż przed rokiem. Poszczególne regiony będą się różnić pod względem skali redukcji – największe spadki zostaną zapewne odnotowane w Europie (o prawie 27%) i Stanach Zjednoczonych (o ok. 24%), podczas gdy w Chinach ma on wynieść niespełna 8%.

W całym roku światowa konsumpcja surowca ma się obniżyć o ok. 8,5% (ponad 8,5 mln b/d) r/r i wynieść ok. 91 mln b/d (zob. Aneks: wykres 1). Majowe prognozy IEA w zasadzie pokrywają się pod tym względem z przewidywaniami OPEC.

Załamanie cen efektem nadpodaży

Do 2020 r. podaż ropy na świecie systematycznie rosła. W latach 2009–2019 jej produkcja zwiększyła się z ok. 84 mln b/d do ponad 100 mln b/d. W 2019 r. kluczowymi wytwórcami były Stany Zjednoczone (17,2 mln b/d), Rosja (11,6 mln b/d) i Arabia Saudyjska (9,8 mln b/d). Łącznie przypadało na nie ponad 38% globalnej produkcji tego surowca. Największymi jego eksporterami były zaś w 2019 r. Arabia Saudyjska (6,8 mln b/d) i Rosja (5,3 mln b/d). Rewolucja łupkowa w USA, która przyczyniła się do dynamicznego wzrostu wydobycia w tym kraju i w efekcie do zmiany struktury geograficznej światowej produkcji, zintensyfikowała rywalizację między producentami o udziały w rynku. Jednym z jej skutków było nawiązanie w 2016 r. współpracy pomiędzy Rosją a OPEC w formacie OPEC+ (grupa ma kontrolę nad ok. 50% światowego wydobycia ropy). Porozumienie z jednej strony pozwalało utrzymywać relatywnie stabilne ceny ropy, a z drugiej nie wiązało się z koniecznością rzeczywistego ograniczania produkcji (na czym korzystała m.in. Rosja).

Przez pierwsze cztery miesiące bieżącego roku podaż surowca w zasadzie nie reagowała na zmniejszający się popyt. Wydobycie utrzymywało się na poziomie zbliżonym do 2019 r., tj. 100,4 mln b/d, co skutkowało nadpodażą: w I kwartale br. wynosiła ona średnio 7 mln b/d, zaś w kwietniu osiągnęła poziom 25 mln b/d. Był to efekt zaostrzającej się rywalizacji producentów i eksporterów ropy w skali świata i w ramach OPEC+. Dobrą jego egzemplifikację stanowi fiasko negocjacji rosyjsko-saudyjskich dotyczących przedłużenia współpracy w ramach OPEC+ w marcu br. i wzrost podaży surowca przez Rijad w okresie marzec–kwiecień z niecałych 10 do ponad 12 mln b/d; w tym samym czasie Arabia Saudyjska obniżyła ceny dostaw dla swoich odbiorców o 20–30%. Również Rosja w kwietniu nieznacznie zwiększyła wydobycie i oferowała klientom promocyjne ceny.

Problemy z nadpodażą szły w parze ze zmniejszającymi się możliwościami składowania surowca. Według IEA pojemność światowych (lądowych) magazynów ropy naftowej – strategicznych i komercyjnych – szacowana jest na 6,7 mld baryłek. Pod koniec kwietnia były one zapełnione w 69% (wobec 63% w styczniu), przy operacyjnym maksimum wypełnienia na poziomie ok. 80% (+/-5%) pojemności. W efekcie zgodnie z szacunkami agencji można było w nich zmieścić jeszcze tylko ok. 240 mln baryłek^[3]. Wiosną rosły zapasy państw całego świata. W rekordowym tempie zapełniały się (lub kontraktowano ich zapełnienie) magazynów w USA – szczególnie w kluczowych punktach, w tym w Cushing Oklahoma^[4], które już 17 kwietnia były pełne w 76%^[5]. Niedostępność przestrzeni magazynowych w tym miejscu wobec skokowo obniżającego się popytu znacząco przyczyniła się do bezprecedensowego krachu na rynku amerykańskim 20 kwietnia, kiedy to kontrakty terminowe ropy WTI na maj osiągnęły głębokie ujemne wartości (-37,63 dolara/baryłkę)^[6].

W UE, w regionie Amsterdam–Rotterdam–Antwerpia (ARA), gdzie znajdują się 42 rafinerie o łącznej mocy przerobowej 7,5 mln b/d, magazyny ropy i produktów naftowych zapełnione były w połowie marca w ok. 55%. Miejsca pozostawało na 40 mln baryłek, przy czym wolne przestrzenie już niemal w całości zakontraktowano. Łącznie zapasy – strategiczne i komercyjne – europejskich państw OECD pod koniec marca wynosiły ponad 1,5 mld baryłek. Korzystając z taniej ropy, zapasy zwiększały również Chiny – import surowca przez Pekin w I kwartale wzrósł o 5% r/r mimo spadku popytu o ponad 12%.

W związku z pogarszającą się sytuacją rynkową producenci mimo wysokich kosztów wynajmowali cysterny kolejowe czy tankowce (ceny dzierżawy statków tego typu wzrosły w marcu 2–5-krotnie), aby przechować w nich surowiec przez najbliższe miesiące i przetrzymać załamanie popytu. Zgodnie z szacunkami na tankowcach stojących na kotwicy w okolicach dużych terminali zgromadzono ponad 160 mln baryłek ropy. W USA planuje się wykorzystywanie do jej przechowywania części pustych rurociągów^[7], budowane są też dodatkowe pływające magazyny.

Nieadekwatność dostępnych przestrzeni magazynowych, zwłaszcza w państwach producentach surowca, pogłębiała skutki załamania popytu. Według IHS Markit najmniej miejsca na zapasy ropy miały w marcu m.in. Nigeria (ekwiwalent 1,5 dnia produkcji), Brazylia (1,6 dnia) i Ekwador (2,6 dnia). Norwegia posiada magazyny o objętości ok. 4,5 dnia produkcji, Rosja – 8 dni, Arabia Saudyjska – 18, Europa i Stany Zjednoczone – ok. 30, a Chiny – ponad 50^[8]. Według IEA w II kwartale br. globalne zapasy ropy naftowej mogą rosnąć nawet o 11,9 mln b/d, osiągając w połowie roku rekordowy poziom. Stan posiadania Chin zwiększy się w tym czasie o 100 mln baryłek, a europejskich państw OECD – o 20 mln baryłek^[9].

Rosnąca nadpodaż na rynku ropy już od początku roku skutkowała ewolucyjnym spadkiem cen. W lutym średnia cena ropy Brent wynosiła prawie 57 dolarów i była niższa o 11% niż w styczniu, a średnia cena marki Urals zmniejszyła się o ponad 12%, do 55 dolarów, natomiast po niepowodzeniu rozmów w ramach OPEC+ 6 marca ceny surowca załamały się i spadły poniżej 20 dolarów/baryłkę (zob. Aneks: wykres 4).

Kryzysowe porozumienie OPEC+

W związku z kwietniowym dramatycznym pogorszeniem się sytuacji, które uderzyło we wszystkich producentów ropy, a także rosnącymi naciskami politycznymi m.in. ze strony USA i apelami wspólnoty międzynarodowej (w tym IEA), państwa OPEC+ zdołały 12 kwietnia zawrzeć porozumienie. Stanowiło ono próbę zahamowania spadków cen i ustabilizowania sytuacji na rynku. Umowa przewiduje ograniczenie wydobycia ropy: łącznie o 9,7 mln b/d w okresie od maja do czerwca br., o 7,7 mln b/d od lipca do grudnia br. oraz o 5,8 mln b/d od 1 stycznia 2021 do 30 kwietnia 2022 r. Do największej redukcji zobowiązały się Rosja i Arabia Saudyjska^[10]. Zawarcie porozumienia nie od razu odwróciło jednak negatywny trend w notowaniach ropy – w kwietniu spotowe ceny surowca marek Brent i Urals spadły odpowiednio do 14 i 10 dolarów/baryłkę. Dopiero na początku maja, kiedy ograniczenia produkcji zaczęły być odczuwalne, ceny odbiły i przekroczyły 30 dolarów/baryłkę.

Choć stopniowe odmrażanie gospodarek z pewnością zmniejszy nadpodaż ropy, nadal niepewne jest, kiedy i w jakim stopniu to nastąpi, trudno też przewidzieć, jak ta zmiana wpłynie na rynki naftowe. Skala ustalonej w ramach OPEC+ redukcji wydobycia nie odpowiada głębokości prognozowanych na najbliższe miesiące spadków popytu na ropę i tylko w minimalnym stopniu będzie amortyzowana zwiększaniem zapasów. Choć Arabia Saudyjska, Kuwejt, Algieria i Nigeria informowały o ograniczaniu produkcji przed wejściem w życie porozumienia, a Arabia Saudyjska i Kuwejt także o planach dodatkowej jej redukcji w czerwcu br., to trudno ocenić, na ile ich deklaracje pokrywać się będą z realnymi działaniami. Doniesienia agencyjne mówią, że Rosja na początku maja znacząco – do 9,5 mln b/d według Reutersa, a nawet do 8,66 mln b/d według agencji Interfax – zmniejszyła produkcję ropy^[11], a ponadto według wstępnych danych w okresie 1–20 maja ograniczyła – o 25% r/r – jej eksport. Weryfikacja tych doniesień będzie jednak możliwa nie wcześniej niż w czerwcu/lipcu br. Już po zawarciu nowego porozumienia OPEC+ sygnalizowano bowiem wątpliwości co do technicznych możliwości szybkiego ograniczenia wydobycia z rosyjskich złóż. Według ówczesnych szacunków branżowych wdrażanie limitów produkcji miało zająć od kilku tygodni do kilku miesięcy.

Trudną sytuację na rynku tylko częściowo poprawia zredukowanie produkcji przez kraje, które formalnie nie są sygnatariuszami porozumienia OPEC+. W kwietniu br. państwa spoza OPEC+ (USA, Kanada, Ekwador) wydobywały o 2,8 mln b/d mniej ropy niż przed rokiem^[12], jednak w ich przypadku cięcia są ściśle związane z cenami surowca. Jeśli nastąpi odwrócenie koniunktury, to tamtejsi producenci zapewne przystąpią do zwiększania produkcji.

COVID-19 sprawdzianem konkurencyjności spółek naftowych

Pandemia doprowadziła do odwrócenia trendów na światowym rynku ropy – zamiast korzystać z oczekiwanego wzrostu, producenci muszą się mierzyć z załamaniem popytu i cen. Dodatkowo, skonfliktowani i zaskoczeni sytuacją, nie byli w stanie podjąć szybkich działań adaptacyjnych, przez co nastąpił wstrząs sektora: koszty transportu morskiego wzrosły, dostępność tankowców spadła, a ceny surowca przez kilka dni były tak niskie, że nie pozwalały pokryć kosztów jego produkcji. W rezultacie krach odbija się teraz na funkcjonowaniu wszystkich podmiotów aktywnych na rynku i może prowadzić do przetasowań w zakresie ról poszczególnych graczy oraz do zmian w sposobie kontraktowania surowca. Dodatkowe wyzwanie stanowi niepewność względem rozwoju sytuacji w gospodarce światowej. Przekłada się ona na szybkie dezaktualizowanie się prognoz, co z kolei utrudnia wypracowanie optymalnych strategii i adaptację do zachodzących zmian.

Jedną z konsekwencji załamania popytu i cen ropy będzie z pewnością spadek zysków, a w wielu przypadkach wyraźne straty producentów. Teoretycznie w dużo lepszej sytuacji znajdują się ci z nich, którzy mają łatwy dostęp do złóż i mogą wykazać się niskimi kosztami ich eksploatacji. Najbardziej konkurencyjne cenowo jest wydobycie surowca w państwach Zatoki Perskiej (Arabia Saudyjska, Kuwejt) – to koszt ok. 17 dolarów/baryłkę. W Rosji wydobycie łączy się z wydatkiem ok. 15–20 dolarów/baryłkę, ale wraz z podatkami osiąga już ponad 40 dolarów; będzie on zresztą rosnąć ze względu na uruchamianie produkcji z trudniejszych do zagospodarowania złóż. W Norwegii, USA i Kanadzie koszty te to ok. 20–25 dolarów/baryłkę, zaś amerykańscy producenci ropy łupkowej zysk osiągają dopiero przy cenach powyżej 35 dolarów/baryłkę.

W Ameryce Północnej zagrożona bankructwem jest część wytwórców (zwłaszcza ropy łupkowej) i sektorowych firm usługowych^[13]. Najwięksi niezależni producenci ropy łupkowej ponieśli w I kwartale łączne straty na sumę 26 mld dolarów. Przed niewypłacalnością broni się m.in. największy producent w Dakocie Północnej Continental Resources, który w kwietniu wstrzymał wiercenia i powołał się na siłę wyższą w sprawie zakontraktowanych dostaw. Do połowy maja bankructwo ogłosiło 17 firm z branży^[14], m.in. Whiting Petroleum i Diamond Offshore Drilling^[15]. Według Rystad Energy ich liczba może do końca roku wzrosnąć do 73. W efekcie w najbliższych miesiącach można się spodziewać dalszej konsolidacji rynku amerykańskiego w rękach silnych czy bardziej odpornych na kryzys graczy – zapewne przejmą oni część upadających firm – jednak kierunek zmian i ostateczny kształt sektora jest obecnie niemożliwy do przewidzenia. Dla przykładu załamanie cen ropy naftowej w 2015 r. USA wykorzystały do restrukturyzacji branży. Zbankrutowało prawie 70 firm (głównie małych). Pozostałe w ostatnich pięciu latach zdołały jednak zmniejszyć o połowę koszty pozyskiwania ropy ze złóż łupkowych oraz zwiększyć jej wydobycie i eksport. W konsekwencji USA stały się największym producentem tego surowca na świecie.

Załamanie cen ropy mocno doświadcza również producentów w krajach, które już przed kryzysem zmagały się z wyzwaniami dotyczącymi opłacalności produkcji i/lub eksportu – np. w objętym amerykańskimi sankcjami Iranie, Wenezueli czy będącymi w ogólnie trudnej sytuacji gospodarczej Czadzie i Nigerii. Może to na przykład prowadzić do wejścia obcego kapitału (vide wzmocnienie rosyjskiej obecności w Wenezueli). W części krajów-producentów z silną rolą państwa w gospodarce negatywne skutki są częściowo odwlekane dzięki polityce osłonowej władz (ulgom podatkowym, wsparciu finansowemu).

Jeśli chodzi o rosyjski sektor naftowy, silnie regulowany przez państwo, ostatnie kryzysy spowodowały spadek jego efektywności, co może rodzić długoterminowe negatywne konsekwencje. Kreml wspierał dotąd firmy z branży tanimi kredytami i ulgami podatkowymi i wątpliwe jest, aby tym razem zdecydowano się na reformę sektora. Poza spadkiem dochodów z eksportu^[16] wyzwaniem dla rosyjskich koncernów pozostaje ograniczenie produkcji zgodnie z zobowiązaniami wobec OPEC+, co jest związane z niską elastycznością wydobycia na większości złóż. W rezultacie oprócz cięć produkcji – które w przypadku wielu złóż zachodniosyberyjskich (stanowiących bazę wydobycia kraju) mogą skutkować ich długotrwałym wyłączeniem z eksploatacji – rozważa się spalanie surowca. W rosyjskich producentów uderzają także regulacje stabilizujące rynek wewnętrzny. Mechanizm odwróconej akcyzy wymusza na koncernach naftowych dopłacanie budżetowi FR za sprzedaż paliwa w kraju przy niskich cenach surowca na świecie (przy wysokich cenach to państwo dopłaca spółkom za dostawy na wewnętrzny rynek). W efekcie podmioty te sprzedają obecnie produkty naftowe na rynku hurtowym ze stratą; w styczniu br. odwrócona akcyza kosztowała je 100 rubli (ok. 1,6 dolara) za tonę, a w drugiej połowie kwietnia – już 17 tys. rubli (ok. 226 dolarów) za tonę.

W najbliższej przyszłości skutkiem załamania się cen surowca będą zapewne redukcje inwestycji i korekty planów firm naftowych. Według prognoz nakłady inwestycyjne w sektorze wydobywczym mogą spaść w tym roku o od 25% (Rystad Energy) do ponad 30% (IEA) w stosunku do ubiegłego. Dotyczy to m.in. firm amerykańskich (Exxon, Chevron), kanadyjskich, saudyjskich (Saudi Aramco) czy rosyjskich (Rosnieft’, ŁUKoil, Tatnieft’, GazpromNieft’). Agencja Rystad ocenia też, że w bieżącym roku inwestycje w sektorze ropy i gazu mogą być niższe o 100 mld dolarów, czyli o 17% w stosunku do 2019 r.^[17] Redukcja nakładów kapitałowych będzie rzutować na wielkość produkcji w przyszłości.

Dla producentów naftowych kluczowe znaczenie będzie miał wpływ COVID-19 na globalizację i relacje międzynarodowe. Coraz częściej podnoszone głosy o potrzebie zmniejszenia zależności gospodarczej od podwykonawców w Azji (zwłaszcza w Chinach) mogą doprowadzić do zmian po stronie odbiorców ropy – dotychczas to Chiny i Indie odpowiadały za większość globalnego wzrostu popytu na ten surowiec.

Zwiększenie zapotrzebowania na ropę, które nastąpi, gdy pandemia zacznie wygasać, może zintensyfikować obserwowaną już wcześniej konkurencję pomiędzy Rosją i Arabią Saudyjską o udziały w kluczowych dla obu państw rynkach, w tym przede wszystkim chińskim i europejskim. Nie można wykluczyć, że będzie to prowadzić do zmian w sposobach kontraktowania dostaw – wzrośnie znaczenie krótszych kontraktów, silniej powiązanych z poziomem cen na rynkach spotowych.

Tania ropa: straty vs korzyści

Kryzys na globalnym rynku naftowym najbardziej odczują gospodarki silnie uzależnione od dochodów z sektora naftowego. Budżet Rosji na ten rok oparty jest na cenie ropy na poziomie 42,4 dolara/baryłkę, a Arabii Saudyjskiej – 80 dolarów/baryłkę. Rijad już rozpoczął dostosowywanie swojej polityki gospodarczej do nowych realiów – w pierwszej połowie maja ogłosił potrojenie VAT-u i zniesienie części zasiłków^[18]. W przypadku Rosji wpływy z sektora naftowego stanowią ok. 33% dochodów budżetowych. W związku z niskimi cenami surowca ma się pojawić deficyt w finansach państwa w 2020 r. szacowany na ok. 4% PKB, który rząd będzie musiał sfinansować z rezerw finansowych zgromadzonych w poprzednich latach.

W przypadku USA sektor naftowo-gazowy generuje ok. 1,7% PKB. Według szacunków agencji Morgan Stanley obecny kryzys naftowy mógł obniżyć wzrost tamtejszego PKB w I kwartale o 0,15–0,35%. Rekordowo niskie ceny ropy doprowadzą do bankructwa części producentów i zwolnień pracowników, jednak trzeba pamiętać, że firmy wydobywcze, rafinerie i operatorzy przesyłowi zatrudniają jedynie około pół miliona osób (znacznie poniżej 1% siły roboczej)^[19].

Sytuacja na rynku naftowym może też wzmocnić tendencje protekcjonistyczne na świecie. Nie da się wykluczyć, że w celu ochrony własnego rynku i przeciwdziałania spadkom krajowego wydobycia amerykańskie władze zdecydują się na wprowadzenie ceł importowych na ropę i produkty pochodne. Prezydent Donald Trump zasugerował to jeszcze przed zawarciem nowego porozumienia OPEC+. Dodał też, że analogiczne kroki mogłaby podjąć Kanada. Pojawiają się nawet głosy wzywające do całkowitego zakazu importu surowca z krajów trzecich do USA i Kanady^[20].

Korzyści w związku z obecną sytuacją mogą odnieść kraje uzależnione od importu ropy, w tym Chiny czy kraje europejskie. Prawie 90% surowca konsumowanego w UE pochodzi z państw trzecich (ok. 13,2 tys. b/d). W obliczu szoku popytowego na światowym rynku naftowym europejski sektor energetyczny i tamtejsze koncerny wykazały elastyczność i odporność na nagłe zmiany, dzięki czemu unijne łańcuchy dostaw surowców energetycznych nie zostały przerwane. Europa ma ponadto szanse skorzystać na taniej ropie i produktach naftowych oraz rosnącej konkurencji między dostawcami. Rywalizacja między eksporterami nie tylko obniża koszty pozyskiwania surowca, lecz także może prowadzić do większej dywersyfikacji źródeł dostaw. Ma to znaczenie zwłaszcza dla państw Europy Środkowej, Wschodniej i Południowo-Wschodniej mocno zależnych od dostaw z Rosji. Niskie ceny ropy naftowej przyczyniają się również do spadku cen gazu ziemnego w części kontraktów gazowych, w których cena ustalana jest w odniesieniu do ceny ropy naftowej.

Tanie produkty naftowe wspierają większość gospodarek świata i jego mieszkańców, którzy borykają się z problemami finansowymi wywołanymi COVID-19. Niestety pozytywny wpływ spadku cen ropy na gospodarkę jest ograniczany przez trwający w wielu państwach lockdown oraz załamanie się popytu inwestycyjnego i konsumpcyjnego, przez które przedsiębiorcy i obywatele nie mogą w pełni skorzystać z taniego paliwa. Prognozy IMF z kwietnia^[21] pokazują, że gospodarka światowa zmniejszy się w tym roku o ok. 3%, a nie – jak oczekiwano wcześniej – wzrośnie o 3,3%.

Na obecnym etapie trudno ocenić, jak sytuacja na rynku naftowym wpłynie na globalną politykę klimatyczną. Z jednej strony przy słabych bodźcach finansowych (tania ropa) i ograniczonych środkach na wspieranie transformacji trudno będzie utrzymać szybkie tempo przechodzenia na zielone źródła energii. W wielu państwach dekarbonizacja środowiska może zostać spowolniona, a inwestycje w nowe energooszczędne technologie czy elektromobilność – obniżone. W związku z relatywnym wzrostem cen innych paliw trudniej będzie (przynajmniej doraźnie) skłonić obywateli do zakupu droższych w eksploatacji samochodów elektrycznych. Niskie ceny ropy zwiększają też konkurencyjność producentów tworzyw sztucznych – w sytuacji kryzysu utrzymanie tempa rezygnacji z plastiku, zwłaszcza w biedniejszych krajach, napotka na spore trudności.

Z drugiej strony niestabilność na rynku naftowym, kryzys szeregu tradycyjnych gałęzi gospodarek oraz wzrost roli państw i możliwości forsowania przez nie polityki gospodarczej to czynniki, które mogą ułatwić wdrożenie nowych rozwiązań i stworzyć przestrzeń dla zielonych branż. Ma to znaczenie zwłaszcza w kontekście wypracowywanej aktualnie strategii wychodzenia gospodarki europejskiej z kryzysu, która zakłada, że motorem wzrostu mają być strategia Zielonego Ładu i przyspieszenie transformacji energetycznej. Podejściu temu sprzyja relatywny wzrost cen węgla (który w czasie kryzysu stał się najdroższym paliwem kopalnym), co może przyspieszyć odchodzenie od niego.

Państwa członkowskie UE podtrzymują poparcie dla zielonej transformacji, lecz zaznaczają, że jej realizacja będzie wymagać znacznych funduszy, w tym z budżetu wspólnoty. W Unii słychać również głosy sugerujące potrzebę ograniczania obciążeń finansowych nakładanych na sektor energetyczny i obywateli w dobie kryzysu. W konsekwencji nie ma pewności, w jakim tempie będzie realizowana transformacja i jaki ostateczny kształt przyjmie.

Aneks

Wykres 1. Dynamika światowego popytu i podaży ropy naftowej w latach 2016–2020.

Źródło: IEA Oil Market Report, kwiecień i maj 2020.

Wykres 2. Popyt na ropę wśród jej największych światowych konsumentów w latach 2019–2020

Źródło: IEA Oil Market Report, kwiecień i maj 2020

Wykres 3. Udział poszczególnych regionów świata w globalnym zapotrzebowaniu na ropę naftową w 2019 r.

Źródło: IEA Oil Market Report, kwiecień 2020.

Wykres 4. Uśrednione ceny ropy

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych publikowanych przez IEA, Argus i OilPrice.com.